Постановление Второго арбитражного апелляционного суда от 20.11.2008 по делу n А29-3496/2007. Оставить решение суда без изменения, а жалобу - без удовлетворения

применяемой технологии добычи полезных ископаемых (пункт 2 статьи 339 Кодекса).

В пункте 3 статьи 339 Кодекса предусмотрено, что, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого. Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

В соответствии с пунктом 1 статьи 342 Кодекса налогообложение по налогу на добычу полезных ископаемых производится по ставке ноль процентов при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых. Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

Из материалов дела следует и установлено судом первой инстанции, что в проверяемом периоде Общество осуществляло добычу нефти на Южно-Шапкинском и Пашшорском месторождениях.

Налогоплательщиком применялся прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого. Данный факт сторонами не оспаривается.

Согласно разделу 6.2 Технологической схемы разработки верхнедевонских залежей Пашшорского нефтяного месторождения продукция скважин (нефть, газ и вода) под устьевым давлением поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) для замера продукции; далее, на сборный пункт месторождения (ДНС), где осуществляется предварительный сброс воды; нефть с остаточной обводненностью (порядка 5%) и газ, кроме используемого для собственных нужд, перекачивается мультифазными насосами для окончательной подготовки на центральный пункт сбора (ЦПС) и установку промысловой подготовки нефти (УППН) Южно-Шапкинского месторождения. Окончательная промысловая подготовка нефти включает обезвоживание и обессоливание нефти термохимическим способом и откачку нефти в товарные резервуары. Подготовка нефти должна обеспечивать качество ее по первой группе; в случае необходимости нефть должна направляться на повторную обработку.

Согласно подразделу «Подготовка нефти» раздела 6.2 Технологической схемы разработки Южно-Шапкинского нефтегазоконденсатного месторождения на месторождении в целях избежания непроизводительных затрат предлагается подготовка нефти до товарного качества. Для этих целей предусматривается строительство ЦПС (центральный пункт сбора) с трехступенчатой системой сепарации и подготовки нефти. В качестве сепараторов первой ступени предлагается установить два сепаратора объемом по 100 м куб. типа НГСВ по ГП 868.00. СБ. после первой ступени сепарации частично разгазированная нефть с содержанием воды не более 10-12% поступает на сепараторы второй ступени, где происходит окончательное отделение воды и сепарация газа. В качестве сепараторов второй ступени предлагается использовать сепараторы - подогреватели со встроенным электродегидратором фирмы «Sivalls Inc.» объемом 50 м куб. в количестве 4х штук. После второй ступени сепарации нефть поступает на концевую сепарационную установку КСУ для стабилизации нефти по упругости паров. В качестве сепараторов КСУ используется сепаратор типа НГС объемом 50 м куб. Для гарантированного качества подготовки нефть из КСУ сбрасывается в емкость динамического отстоя, откуда перекачивается по нефтепроводу ЗАО «СеверТЭК» «Южная Шапка - Харьяга» до терминала, находящегося на Харьягинском месторождении и насосами через узел коммерческого учета нефти по напорному нефтепроводу откачивается на узел приема нефти ОАО «Транснефть».

Согласно пункту 1.1 договора № ЛК-031193/СТ03479 от 10.12.2003 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (Исполнитель) принимает согласованные объемы нефти ЗАО «СеверТЭК» (Заказчик) для дальнейшей перекачки по системе коммуникаций и оборудования Терминала и сдаче нефти в ОАО «СМН». Нефть, передаваемая на перекачку и сдачу должна соответствовать 1 группе ГОСТ Р 51858-2002.

В пункте 2.3 договора определено, что количество нефти, передаваемой Исполнителю на перекачку нефти равно разности количества нефти, сданной на коммерческой СИКН «Заказчика» и величины нормативных потерь при транспортировке по межпромысловому нефтепроводу «Исполнителя» до пункта приема нефти «Исполнителя» (т.2, л.д.162-166).

Согласно пункту 2.1 договора № ЛК-041238(СТ № 04/333) ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (Исполнитель) обязуется в порядке и на условиях, определенных настоящим договором отказать ЗАО «СеверТЭК» (Общество) услуги по перекачке нефти для дальнейшей ее транспортировки по системе коммуникаций и оборудования Терминала, а Общество обязуется принять и оплатить оказанные ему услуги по перекачке в порядке и сроки, установленные настоящим договором.

В пункте 4.5 договора определено, что Общество передает Исполнителю товарную нефть в Пункте приема нефти Общества.

В статье 1 договора установлено, что Пункт приема нефти Общества означает ответный фланец в точке подключения нефтепровода «Харьяга-Уса» к общему приемному коллектору подачи нефти на Терминал.

Терминал – объект смешения нефти товарного качества предприятий северного региона, учета и сдачи ее через коммерческую СИКН в ОАО АК «Транснефть».

В силу пункта 3.1 договора показатели качества нефти, передаваемой Обществом Исполнителю для перекачки на Терминал, и периодичность их определения должны соответствовать ГОСТ Р 51858 «Нефть. Технические условия».

В договоре № 0005184 от 22.12.2004 предусмотрено, что ОАО «Транснефть» обязуется в порядке и на условиях, определенных настоящим договором, оказать ЗАО «СеверТЭК» услуги по транспортировке нефти, принадлежащей Обществу на праве собственности или на ином законном основании, в смеси с нефтью других грузоотправителей по системе магистральных трубопроводов Российской Федерации, ЗАО «СеверТЭК» обязуется оплатить оказанные ему услуги в порядке и сроки, установленные настоящим договором. Из данного договора следует, что в договоре нефтью признается жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого химического состава, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть.Общие химические условия», транспортируемая в рамках настоящего договора.

Согласно пункту 3.1 договора показатели качества нефти при приеме и сдаче должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие химические условия».

В пункте 4.3 договора предусмотрено, что учет массы нефти, принимаемой от ЗАО «СеверТЭК», осуществляется методом динамических измерений по показаниям систем измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 391, принадлежащей ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», в пункте отправления Уса (т.17,л.д. 126-148).

В товарных отчетах Общества за 2004-2005 годы отражено количество добытой нефти, технологические потери, количество нефти, сданной в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» для перекачки, потери при перекачке через терминал «Уса» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», количество нефти, отгруженной в ОАО «СМН» (т.14).

Также в материалах дела имеются акты на списание потерь при перекачке нефти ЗАО «СеверТЭК» по системе коммуникаций и оборудования «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» (т.14).

Исследовав и оценив указанные выше обстоятельства в совокупности и взаимосвязи, суд апелляционной инстанции приходит к выводу, что в данном случае в соответствии с технологическими схемами разработки месторождений добытое Обществом углеводородное сырье становится нефтью, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, то есть добытым полезным ископаемым в целях налогообложения, на терминале, находящемся на Харьягинском месторождении, там же находится коммерческий узел учета нефти, на котором определяется количество фактически добытого полезного ископаемого.

Следовательно, потери нефти при транспортировке по нефтепроводу «Харьяга - Терминал «Уса», потери нефти при перекачке по системе коммуникаций и оборудования Терминал «Уса» ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз» не могут принимать участие при формировании налогооблагаемой базы при исчислении налога на добычу полезных ископаемых, в том числе, учитываться в составе нормативных потерь, утвержденных для конкретных месторождений.

Общество при расчете налога на добычу полезных ископаемых за 2004 год и применении ставки ноль процентов применило норматив технологических потерь на Южно-Шапкинском нефтегазоконденсатном месторождении 0,721 % (в т.ч. 0,280% при подготовке нефти на терминале «Уса»), установленный Нормативами технологических потерь нефти, газового конденсата и природного газа при добыче, сборе, подготовке и межпромысловой транспортировке (далее Нормативы) на 2004 год, утвержденными Министерством энергетики РФ 03 июня 2004 года.

При расчете налога на добычу полезных ископаемых за 2005 год и применении ставки ноль процентов Общество применило нормативы технологических потерь на Южно-Шапкинском месторождении в размере 0,635% и на Пашшорском - 0,779%, утвержденные Нормативом, утвержденным Министерством энергетики РФ 17 марта 2005 года.

Инспекция считает, что Общество должно было применять ставку 0% в пределах норматива 0,441% по Южно-Шапкинскому месторождению в 2004 году; в пределах норматива 0,436% по этому же месторождению и в пределах норматива 0,58% по Пашшорскому месторождению в 2005 году.

В обоснование своей позиции налоговый орган ссылается на приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 01 марта 2007 года № 56, которым для Общества утверждены нормативы потерь по Пашшорскому месторождению в размере 0,575% на 2005 год, по Южно-Шапкинскому - в размере 0,438% и 0,433% соответственно на 2004 и 2005 годы.

Однако данный приказ издан после принятия Инспекцией оспариваемого решения. Кроме того, данным приказом утверждены нормативы технологических потерь углеводородного сырья при добыче в 2006 году по месторождениям, а не на 2004, 2005 годы. Из данного приказа видно, что нормативы 2004, 2005 годов указаны в данном приказе для сведения. Указанные в данном приказе нормативы не соответствуют нормативам, примененным налоговым органом.

Налоговый орган указывает, что примененный им нормативы на 2004 год в размере 0,441% находятся в составе 0,721% (0,721% - 0,280%) и на 2005 год 0,436% находятся в составе 0,635% (0,635% - 0,199%) по Южно-Шапкинекому месторождению и 0,580% находятся в составе 0,779% (0,779% - 0,199%) по Пашшорскому месторождению. Так определено в Отчетах о научно-исследовательской работе «Разработка нормативов технологических потерь нефти для нефтяных месторождений ЗАО «СеверТЭК» на 2004 год» и «Разработка нормативов технологических потерь нефти для нефтяных месторождений ЗАО «СеверТЭК» на 2005 год».

Указанные Отчеты не являются нормативными документами, содержащиеся в них сведения о нормативах потерь не утверждены в установленном Правительством Российской Федерации порядке.

Доказательств того, что примененные Обществом Нормативы установлены с нарушением Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 № 921, в материалах дела не имеется.

При таких обстоятельствах суд апелляционной инстанции считает, что суд первой инстанции пришел к правильному выводу, что примененные Инспекцией при определении сумм неуплаченного Обществом налога и указанные в акте проверки нормативы потерь для исчисления налога по ставке 0% никогда для Общества не устанавливались, применены налоговым органом произвольно, учитывая, что ссылки на них отсутствуют как в оспариваемом решении, так и в решении Управления, а сами нормативы не соответствуют указанным в приказе Минпромэнерго РФ от 01 марта 2007 года № 56.

Обществом в 2004-2005 года при расчете налога были применены установленные ему нормативы потерь. Доказательств того, что нормативы потерь были установлены в результате неправомерных действий заявителя, не имеется.

На основании изложенного суд апелляционной инстанции считает, что доначисление налога на добычу полезных ископаемых в данном случае произведено неправомерно. Суд первой инстанции пришел к правильному выводу о признании оспариваемого решения налогового органа недействительным в указанной части.

Решение суда от 31.07.2008 в данной части является законным и обоснованным, соответствует фактическим обстоятельствам дела и представленным сторонами доказательствам, поэтому изменению не подлежит.

Оснований для удовлетворения апелляционной жалобы налогового органа в данной части не имеется.

4. В ходе выездной налоговой проверки налоговым органом установлена неполная уплата налога на добычу полезных ископаемых за налоговые периоды 2004-2005 годы в результате занижения налоговой базы по налогу в связи с тем, что Обществом реализована на экспорт нефть в больших объемах, чем учтено в налоговых декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых за соответствующие налоговые периоды. Такой вывод сделан Инспекцией на основании данных, указанных заявителем в грузовых таможенных декларациях (ГТД) о количестве поставленной на экспорт нефти, которые превышают данные о количестве поставленной нефти, указанные в счетах-фактурах, выставленных иностранным покупателям нефти, при соответствии фактурной стоимости нефти, указанной в ГТД, стоимости товара, указанного в счетах-фактурах.

По данному эпизоду доначислены налог на добычу полезных ископаемых за налоговые периоды 2004-2005 годы в сумме 3 244 683 рублей, пени в сумме 573 675 рублей 54 копейки, штраф по пункту 1 статьи 122 Налогового кодекса Российской Федерации в размере 648 936 рублей 60 копеек.

Общество не согласилось с решением налогового органа в указанной части и обратилось в суд с заявлением о признании его недействительным. Общество объясняет различие показателей о количестве данных в ГТД и счетах-фактурах, тем, что в соответствии с указаниями таможенных органов, содержащимися в Инструкции о порядке заполнения грузовой таможенной декларации, Письме ГТК РФ от 06 июля 2001 года №01-06/26569, Письме ГТК РФ от 08.08.2000 №01-06/22312, телефонограмме ГТК РФ от 03 сентября 2002 года, при заполнении граф ГТД 35 «Вес брутто» и 38 «Вес нетто» оно указывало одно и тоже количество нефти - вес нефти с балластом, поскольку в таможенных целях нефть сырая, включая газовый конденсат, классифицируется независимо от количества примесей (балласта) в субпозиции 270900.

Арбитражный суд Республики Коми удовлетворил требования налогоплательщика в указанной части. При рассмотрении дела по существу суд первой